Informacion

El CoordinadorEléctricoNacional(CEN) de Chile notificó al ministro de Energía, Diego Pardow, por una problemática que afecta al desarrollo y perfeccionamiento del sistema de transmisión, lo que impacta directamente en el proceso de transición energética del país. 

La misiva enviada días atrás informa que hay más de 70 obras de transmisión discontinuas, ya sea porque fueron declaradas desiertas (por la ausencia de proponentes u ofertas más elevadas que el precio de reserva) o abandonadas por las empresas constructoras adjudicadas en las licitaciones correspondientes. 

Este hecho que despierta las alarmas en el sector, debido a que muchos de los proyectos en cuestión corresponden al sistema de transporte eléctrico zonal y tienen el propósito de mejorar la calidad de servicio de los habitantes del país. 

Y de acuerdo a lo manifestado por la carta del Coordinador Eléctrico, la principal causa de la falta de ofertas en los procesos de licitación radica en que “los valores de inversión referenciales no reflejan las condiciones actuales de la industria”. 

“En los últimos años, hemos observado un aumento significativo en los costos de las obras de transmisión, atribuido a procesos inflacionarios surgidos tras la pandemia y el conflicto Ucrania-Rusia, la alta demanda global de las cadenas de suministro de equipamiento necesario, y el alza en los componentes nacionales”, sostiene el documento. 

“Estas mismas razones generan un desajuste con los valores de reserva definidos por la Comisión Nacional de Energía, lo que ha llevado a que las licitaciones sean declaradas desiertas incluso cuando se han recibido ofertas”, agrega.

Incluso, varios de los 23 proyectos desiertos fueron relicitados en tres oportunidades y una de ellas en cuatro ocasiones (aumento de capacidad de transmisión en línea 1×66 kV El Maitén – El Paico – El Monte). 

Mientras que los motivos de los abandonos de la infraestructura adjudicada están vinculados a mayores costos de construcción prevalecientes. Es decir que se condice con la situación del rubro transportista y la diferencia en los valores, a pesar que en el transcurso de este año el CEN haya tenido propuestas y adjudicado ganadores en diferentes convocatorias de esta índole. 

“Lamentablemente, en el último tiempo, el riesgo regulatorio aumentó por distintas razones. Hoy se refleja en las licitaciones, con señales de precio fuera de mercado y como un elemento más del escenario de incertidumbre. Pero lo que realmente importa es despejar las fuentes del riesgo y recuperar la confianza de los inversores”, manifestaron desde la Asociación de Transmisoras de Energía de Chile, gremio que agrupa a las empresas que operan el 58% de las líneas de alta tensión y el 100% de las líneas de 500 kV. 

Y si bien el Coordinador Eléctrico Nacional vaticinó la repetición de ese tipo de acontecimientos en el futuro ante una falta de actualización de los valores referenciales de inversión y desincentivos para el sector, también propuso una serie de medidas para evitarlo:

Actualizar los valores referenciales de inversión de las obras a relicitar
Añadir una fórmula de indexación del valor entre la fecha de adjudicación y la fecha de finalización de la obra, como por ejemplo de costos de materiales, tipo de cambio y mano de obra, con el fin de remunerar al contratista adjudicado conforme a los costos vigentes en el mercado. 
Definir los valores de reserva de las obras sobre una base de costos más actuales al momento de la adjudicación.

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A menos de 100 días de haber iniciado el gobierno de José Raúl Mulino, el sector eléctrico empieza a tomar una posición estratégica en la política local. Desde la Secretaría de Energía, liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones a las bases del mercado.

En el centro del debate está la posible modificación de la Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico. Esta ley, que ha regido durante más de dos décadas, podría ser objeto de cambios impulsados por la nueva administración.

Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH), ha expresado su respaldo a esta propuesta, aunque con ciertas reservas. «Creo que en términos generales es bien recibido que se quiera modernizar la ley porque ya tiene su tiempo», comentó Troitiño. Sin embargo, destacó la necesidad de esperar a conocer los detalles concretos de la propuesta.

Sobre esta ley que establece el régimen al que se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, el presidente de CAPEGEH subrayó puntos clave para la liberalización de la comercialización de la energía, que actualmente está en manos de las distribuidoras.

Troitiño explicó que esta medida podría tener un impacto positivo en el mercado: «Nos parece bien liberalizar la comercialización de la energía que actualmente está monopolizada por las distribuidoras. Se espera que el comercializador sea como un agente que permita dinamizar el mercado, y eso nos parece bien a todos», afirmó.

Según el referente del gremio de hidroeléctricas, la introducción de un agente comercializador independiente podría fomentar una mayor competencia y generar beneficios tanto para los generadores como para los consumidores. «Eso funciona en otros países y ha dinamizado muchos mercados, ya que ha logrado hacer que se venda más y que se venda a mejor precio», añadió.

Sin embargo, Troitiño también observó que la forma de implementación de esta medida será crucial para su éxito. «Cómo se implementará no se sabe. Esperamos que el distribuidor siga siendo comercializador, pero que no tenga monopolizado ese servicio», señaló.

Según pudo saber Energía Estratégica por fuentes extraoficiales, un primer anteproyecto de modificación a la Ley 6 sería compartido con partes interesadas este jueves 19 de septiembre, de manera de despejar algunas dudas que ya están empezando a tomar relevancia en el mercado.

Interrogantes sobre la participación de empresas estatales

A pesar del enfoque del gobierno en apoyar a la empresa privada, Ramiro Troitiño advirtió que desde la actual administración estarían anticipando cambios en las empresas estatales del sector eléctrico.

Un primer aspecto que observó fue el papel que adquirirán la estatal EGESA, la empresa de generación eléctrica de Panamá: «no tiene sentido que el Estado esté tratando de participar más de una actividad económica que ya está atendida por los privados». En su opinión, la participación de EGESA en el mercado no solo es innecesaria, sino costosa, ya que la empresa estatal no ha logrado cubrir sus costos y representa una carga para los contribuyentes. «Nos cuesta 1 millón y medio al año en nuestros impuestos», lamentó el referente empresario en conversación con este medio.

En este contexto, la figura del comercializador se posiciona como una oportunidad para aumentar el dinamismo en el sector eléctrico. «Es sin duda una forma de incorporar la competencia en el sector de distribución, un sector donde realmente no hay competencia porque son monopolios sectoriales», comentó Troitiño. Para él, la falta de competencia ha afectado la eficiencia del mercado, y la liberalización podría ser una solución efectiva. Sin embargo, reconoció que existe resistencia por parte de las distribuidoras, mientras que las generadoras están a favor de la medida.

Por otro lado, el presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) sugirió que un aspecto adicional a considerar es la apertura del sector de transmisión, actualmente controlado por la estatal ETESA. «Debería ver cómo se busca ahora con el cambio de la ley abrir un poco ese sector para que haya competencia», afirmó, señalando que, aunque no podría sugerir cómo llevarlo a cabo, la posibilidad de que otros agentes puedan ofrecer servicios de transmisión en competencia con ETESA podría ir en pos de la eficiencia del sector.

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LUMA Energy ServCo, LLC. (LUMA) emitió una Solicitud de Propuestas (RFP) para diseñar y construir dos sistemas de microrredes en las islas de Vieques y Culebra.

Mario Hurtado, vicepresidente y Chief Regulatory Officer de LUMA Energy precisó a Energía Estratégica que el proyecto contempla la instalación de plantas fotovoltaicas y baterías de respaldo en ambas islas.

En Vieques, se espera que la planta solar tenga una capacidad de 12 MW, mientras que la de Culebra alcanzará los 3 MW. En cuanto a la capacidad de las baterías, el sistema de almacenamiento de Vieques será de 8 MW/8 MWh, y el de Culebra contará con 4 MW/4 MWh, ambos equipados con transformadores elevadores.

«Cada BESS debe estar interconectado en un alimentador de 38 kV, aguas arriba de las subestaciones de distribución existentes para ambas islas, con tamaños proporcionales al nivel de demanda y con energía para satisfacer la demanda de carga durante las duraciones aplicables a cada una de las opciones de tamaño descritas», detalló Hurtado.

El proceso de licitación ha avanzado con la publicación de una primera adenda ayer 16 de septiembre del 2024, que actualiza las fechas clave del cronograma. Allí, se aclara que la primer visita a los sitios seleccionados iniciarán hoy mismo, 17 de septiembre, repitiéndose este viernes 20, y una segunda visita está prevista para el 1 y 3 de octubre del 2024.

Cualquier interesado que planee asistir a las visitas al sitio debe registrarse previamente enviando un correo electrónico a procurement@recomspr.net, incluyendo los nombres y correos electrónicos de todos los asistentes.

Luego de las visitas y antes del 8 de noviembre de 2024, los interesados en presentar una oferta deberán enviar un documento expresando su intención de participar, a través de la plataforma del proceso alojada por PowerAdvocate, parte de Wood Mackenzie. Y, en la misma plataforma presentar sus propuestas hasta el 11 de noviembre del 2024 como fecha límite.

Ahora bien, para tener acceso a los documentos necesarios para formular sus propuestas, las empresas interesadas deberán además completar un Acuerdo de Confidencialidad en la plataforma PowerAdvocate, que es obligatorio por parte de la Oficina de Adquisiciones de Terceros (3PPO).

La propuesta forma parte de las medidas de mitigación de riesgos de la sección 406, diseñada para garantizar que la infraestructura crítica de ambas islas continúe operando durante desastres naturales; por lo que, esta convocatoria tiene como principal objetivo mejorar tanto la calidad como la resiliencia del sistema eléctrico. Además, la integración de fuentes renovables y almacenamiento de energía permitirá una menor dependencia de los generadores diésel, que hasta ahora han sido la base de la generación de energía en estos territorios.

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De acuerdo con la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Guatemala tiene aún un 88% de su potencial de energías renovables por impulsar. De los 5000 MW de energía hidráulica aprovechable, solo se han utilizado 1528 MW. En el caso de la energía geotérmica, de los 1000 MW disponibles, únicamente 34 MW están en operación. Pero aquello no sería todo. Las cifras para la energía eólica y solar son reveladoras: de los 700 MW potenciales a partir de la cinética del viento, solo 107 MW están operativos y, con tecnología fotovoltaica, de un estimado de 7000 MW de capacidad solar, el país apenas cuenta con 523 MW instalados.

Este subaprovechamiento de los recursos naturales resalta la importancia de la licitación PEG-5, un proceso que podría marcar un cambio significativo en el panorama energético del país porque promete ser la más grande de la historia de Guatemala al contratar en el orden de los 1200 MW a 1500 MW, de acuerdo a las últimas declaraciones de autoridades.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) trabaja con la meta de emitir los Términos de Referencia (TDR) de esta licitación en octubre (ver más) para brindar mayores certezas, lo que tiene en vilo al sector empresario tanto local como extranjero:

«La expectativa en torno al PEG-5 es alta, ya que se espera que la CNEE defina los términos de referencia que guiarán el proceso», afirmaron desde AGER. Los TDR serán clave para sentar las bases de una licitación que atraiga inversiones de empresas que busquen contribuir al crecimiento del sector eléctrico en Guatemala, y signifique el inicio de un mejor aprovechamiento del potencial renovable del país.

Una de las novedades que se dieron a conocer en la antesala de este proceso fue la aprobación de modificaciones a 12 Normas de Coordinación que habilitan a que puedan funcionar en el país sistemas de almacenamiento y proyectos de Generación Híbrida Autónoma (GHA) compuestos por centrales solares y eólicas con baterías. De allí que, renovables con o sin almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala.

«Creemos que el almacenamiento de energía es una innovadora alternativa que permite el desarrollo óptimo de las tecnologías renovables contribuyendo a incorporar un suministro seguro en el sistema eléctrico nacional, que disminuye la dependencia de combustibles fósiles y maximiza el uso de fuentes renovables, contribuyendo a mantener tarifas bajas para los usuarios finales. Esto, a su vez, aumenta la competitividad para los proyectos renovables, lo que puede hacer que la licitación PEG-5 sea más atractiva para nuevos inversionistas y desarrolladores», consideró un portavoz de AGER.

El almacenamiento también abre la puerta a nuevos modelos de negocio en el sector energético. Las empresas ahora pueden participar en el aporte de potencia al mercado mayorista, regulando de manera más eficiente el recurso renovable primario. También se abren oportunidades en el mercado de reservas operativas, contribuyendo a la calidad y seguridad del abastecimiento energético. ¿Cómo se puede conseguir eso? Desde AGER explicaron:

• Aprovechando los sistemas de almacenamiento se puede optimizar el recurso primario ya sea agua, viento sol, a través del llenado de estos sistemas con la energía propia disponible en horas de menor demanda o cuando se tenga el recurso y tener esa energía disponible en los periodos de mayor requerimiento de los consumidores, ejemplo: se puede usar parte de la energía solar en horas del día para almacenar en baterías y tenerla disponible en las horas de la noche, o bien en horas de la madrugada.
• Otro aprovechamiento es utilizar esos sistemas de almacenamiento para aportar las reservas operativas al sistema, contribuyendo a garantizar la calidad y seguridad del suministro, se almacena la energía y se dispone para momentos en los cuales se requiere para cubrir el faltante de otras tecnologías de generación.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas administrativas y técnicas de la licitación para la construcción y ejecución de obras de transmisión incluidas en los Decretos Exentos Nº4 del 2024, N°200 del 2022 y N°185 del 2021. 

Puntualmente, el proceso recibió el interés de las diez firmas Tucapel Energía, Changshu Fengfan Power, Monlux, Sistema de Transmisión del Sur, Ametel, Conexión Kimal Lo Aguirre, Elecnor, Bac Ingenieros, PowerChina y Quantum Energy. 

Dichas empresas presentaron ofertas para 28 obras de transmisión, con plazos de ejecución oscilan entre 18 y 60 meses, siendo mayormente para ampliar las subestaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN). 

Aunque es preciso mencionar que otros 15 proyectos quedaron sin ofertas (8 de las cuales fueron retiradas del proceso a sólo semanas de entregar oferta), a pesar que varias de estas obras fueran relicitadas tras el incumplimiento de las obligaciones establecidas en el proceso del 2023, a pesar que en aquel entonces hubo siete empresas interesadas (ver nota)

Una de las particularidades es que Elecnor fue la única compañía que ofertó en la obra que más tiempo y dinero demandará para realizarse: Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa. Proyecto de más de USD 60.200.000 de valor de inversión referencial, lo que representa más de un tercio de toda la convocatoria. 

Mientras que Ametel (Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos) fue la firma con mayor cantidad de propuestas (10), seguida por Monlux (6) y Sistema de Transmisión del Sur (5). 

Aquellas iniciativas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzarán en el proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el jueves 14 de noviembre. En tanto que la adjudicación se realizará el día 22 de dicho mes. 

Y cabe mencionar que cada propuesta de esta convocatoria tendrá una validez que deberá extenderse, por lo menos, 300 días hábiles a contar de la fecha de cierre del período de recepción de propuestas. 

A continuación, una por una las ofertas:

Tucapel Energía

Amp S/E Gorbea
Amp S/E Entre Ríos 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Changshu Fengfan Power 

Aumento de capacidad línea 2×220 kV Nueva Zaldívar – Likanantai
Amp S/E Taltal (NTR ATMT)
Amp S/E Kimal 220 kV (IM)
Amp S/E Monte Mina 220 kV (IM)

Monlux

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Hospital (NTR ATMT)
Amp S/E Retiro 66 kV (BS), nuevo transformador (NTR ATMT) y seccionamiento de la línea 1×66 kV Parral – Tap Longavi en S/E Retiro 66 kV
Amp S/E Escuadrón
Amp S/E Andalién (NTR ATMT)
Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

Sistema de Transmisión del Sur

Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Rungue
Refuerzo tramo TAP Vitacura – Vitacura
Amp S/E Paillaco (NTR ATMT) y seccionamiento línea 1×66 kV Llollelhue – Los Lagos
Amp S/E Dalcahue

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos (Ametel)

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Los Poetas
Amp S/E Pozo Almonte
Amp S/E Villarrica
Amp S/E Pumahue
Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Recoleta (NTR ATMT)
Amp S/E El Rosal 220 kV (IM)
Amp S/E Purranque (NTR ATMT)
Amp S/E Tineo 

Conexión Kimal Lo Aguirre

Amp S/E Kimal 220 kV (IM)

Elecnor 

Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa
Amp S/E Parinas (NTR ATAT)
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Bac Ingenieros

Aumento de capacidad línea 1×66 kV Charrúa – Chillán

Powerchina 

Amp S/E Parinas (NTR ATAT) 
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)
Amp S/E Algarrobal 220 kV (IM)
Amp S/E San Juan 66 kV (BPS), reemplazo transformadores (RTR ATMT) y seccionamiento de la línea 2×66 kV Pan de Azúcar – Guayacán en S/E San Juan 66 kV

Quantum Energy

Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

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La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) y la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentaron un estudio sobre las inversiones necesarias en infraestructura de distribución para el cumplimiento de las metas ambientales de Argentina. 

El reporte sigue la misma premisa que aquel presentado días atrás para toda la región (ver nota), por lo que también plantea un escenario optimista (efectivo) y otro conservador (parcial) de transición energética al 2040, relacionados con los vectores de electrificación de nuevos usos, electromovilidad, conexión de generación distribuida renovable, digitalización y automatización, infraestructura AMI, calidad de servicio, actualización de la red, almacenamiento de baterías, normalización/pérdidas y universalización de la energía.

Puntualmente, el escenario de transición energética efectiva al 2040 arroja que Argentina requerirá alrededor de USD 40.000 millones en inversiones para llegar a cumplir todas las metas planteadas (promedio de USD 2400 millones por año); de los cuales USD 13.000 millones se encuentran relacionadas con el propio crecimiento tendencial de la demanda y los restantes restante USD 27.000 millones con los 11 vectores mencionados. 

“La actualización y modernización de la red es el vector que mayor peso tiene, y cuando se menciona la conexión a recursos de generación distribuida es la adecuación del sistema para que haya una penetración elevada al 20%”, aclararon desde la consultora Grupo Mercados Energéticos.

“El componente que más demanda inversión es aquel de actualización de la red, lo que también habla que Argentina tiene un buen nivel de acceso y cobertura eléctrica, pero también un problema de redes que llevan años sin actualizaciones ni modernizaciones, lo que sería un reto para el país”, agregó Roberto Cajamarca, director de Gestión del Conocimiento de ADELAT, durante una charla a la que asistió Energía Estratégica.   

Mientras que en el escenario de transición energética parcial y más conservador, en línea con el estado actual, las inversiones necesarias serán de USD 25.000 millones, repartidos en USD 11.000 para el crecimiento tendencial base y USD 14.000 millones para la transición de caso parcial. Hecho que representaría cerca de USD 1400 millones por año. 

“Una de las conclusiones del paper de regulación es que debemos remunerar los costos reales. Por ejemplo, algunos países utilizan costos reales basados en modelos de benchmark y son buenas prácticas trasladables para Argentina, en un momento importante para la regulación y la amplia discusión sobre el modelo normativo”, aseguró Alessandra Amaral, directora ejecutiva de ADELAT.

Bajo esa misma premisa, desde la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) manifestaron que su agenda coincide con la del Poder Ejecutivo de Argentina, considerando que desde la campaña electoral augura sincerar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro. 

Entre esas medidas del gobierno argentino, se destacan el enfoque en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, como por ejemplo el lanzamiento Programa de Reconversión y Eficiencia Energética que promoverá la adquisición de tecnologías eficientes en hogares y empresas mediante créditos a tasas preferenciales y competitivas. 

O mismo a través del aumento del límite de potencia de la generación distribuida de 2 MW a 12 MW para los Usuarios – generadores mayores (UGma – potencia contratada de más de 300 kW), sean individuales, comunitarios o comunitarios virtuales.

“Incluso, el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, reconoció la importancia de las inversiones en distribución explicadas en el informe, de atender la coyuntura y cuestiones urgentes, pero sin perder de vista la necesidad de avanzar en la cuestión regulatoria y habilitación de las tendencias de la transición energética”, complementó el director de Gestión del Conocimiento de ADELAT.

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El almacenamiento de energía en baterías ha despertado un interés creciente a nivel mundial, y Latinoamérica no es la excepción. Durante la reciente feria RE+, uno de los eventos más grandes del sector energético en Estados Unidos, Fortress Power destacó como uno de los principales exponentes en el desarrollo de soluciones energéticas resilientes y escalables.

La compañía estadounidense, con sede en Pensilvania, presentó su más reciente oferta de productos a un público diverso, que incluyó una gran cantidad de asistentes de América Latina y el Caribe, principalmente de México y Colombia, pero también de otros países como Guatemala, Honduras, Argentina, Puerto Rico y Jamaica.

María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, compartió detalles sobre la experiencia con Energía Estratégica: “La recepción que tuvimos en el Booth de Fortress Power fue súper buena”, introdujo, y destacó la alta participación de visitantes latinoamericanos, lo que fue coincidente con su estrategia de equipo presente durante la feria. “Este año trajimos a siete personas de habla hispana que son parte del equipo de Fortress Power porque sabemos que siempre vienen clientes de Latinoamérica. La verdad es que habían visitantes que ya son clientes de nosotros hace mucho tiempo y también personas interesadas en proyectos especiales y muy significativos para los distintos países latinoamericanos”.

“Me encontré con una persona que estaba buscando una batería justamente de más o menos 160 kWh y estaba teniendo problemas para encontrarla porque muchas baterías son muy pequeñas u otros fabricantes están yendo ya más hacia utility scale, arriba del MW. Con Fortress Power, puedes empezar desde 5.4 kWh con nuestras baterías pequeñas que sirven tanto para residencial como para comercial, hasta 4.6 MWh con nuestras soluciones comerciales”, explicó Barrera.

Entre las innovaciones más llamativas de Fortress Power estuvieron cuatro productos clave, tres de ellos completamente nuevos. El que tiene más trayectoria en el mercado fue el eSpire Mini, una solución comercial e industrial que va desde 81 kWh hasta 266 kWh, equipada con inversores, baterías y un sistema de gestión integrado.

Otros productos nuevos incluyen la batería stackable eForce de 9.6 kWh, diseñada para exteriores, y la eFlex Max, una actualización de su versión anterior, que ahora cumple con los estrictos requisitos del código de construcción de California. Asimismo, el sistema Avalon de alto voltaje llamó la atención con su panel inteligente de energía, certificado por UL, que facilita el control de las cargas y asegura una gestión eficiente.

Como aspecto destacado, recibieron consultas sobre microrredes y Virtual Power Plants (VPP). Aquello no es menor, y menos tarándose de Fortress Power que ya cuenta con una participación activa en programas de plantas virtuales de energía en siete estados de Estados Unidos, incluido Puerto Rico. En este archipiélago están impulsándose proyectos varios que están siendo vistos desde todo el continente con ánimos de replicarlos.

Entre la delegación de puertorriqueños que viajaron a California en el marco de la feria RE+, María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, subrayó la asistencia de actores importantes de la industria fotovoltaica en Puerto Rico como Ángel Zayas, propietario de AZ Engineering, e Irving Cruz, presidente de Synerlution PR, que han sido fundamentales para la instalación de cientos de sistemas de energía solar en la isla y con quienes Fortress Power han impulsado proyectos clave.

En tal sentido, es preciso indicar que Fortress Power se destaca no solo por sus productos innovadores que pueden ser implementados en el segmento residencial o comercial aplicándose hasta microrredes y plantas virtuales, sino también por su compromiso con la educación y el soporte técnico, especialmente en mercados como el puertorriqueño.

La compañía ofrece entrenamientos constantes a instaladores, tanto de manera virtual como presencial, asegurando que los sistemas se instalen correctamente y que los clientes puedan disfrutar de soluciones energéticas confiables y de alta calidad. «En las tormentas de Fiona y Ernesto, el número de llamadas de nuestro call center fue muy bajito. Más bien tuvimos tantos mensajes de agradecimiento porque pues realmente el producto es muy confiable», señaló Barrera.

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El Comité Especial de Nominaciones, integrado por Marco Mancilla, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Cristina Orellana, Consejera del Consejo de Alta Dirección Pública, Nicolás Rojas, Presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, y Carlos Silva, integrante del Panel de Expertos, en sesión de fecha 12 de septiembre de 2024, resolvieron seleccionar como Consejeros a Bernardita Espinoza Valdivia y Carlos Finat Díaz, quienes desempañarán dicho cargo hasta octubre del año 2029.

La Ley N°20.936, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, señala que este organismo será dirigido y administrado por un Consejo Directivo, compuesto por cinco consejeros.

Estas designaciones, que se harán efectivas a partir del 11 de octubre próximo, se producen luego de la culminación de un proceso de selección que el Comité Especial de Nominaciones llevó a cabo entre julio y septiembre de este año. Al concurso se presentaron 37 postulantes, de los cuales 18 postulantes de connotada experiencia en el sector eléctrico pasaron a la etapa final.

Reseñas

Bernardita Espinoza Valdivia es ingeniera civil industrial de la Universidad de Chile, magíster en derecho mención derecho regulatorio y empresa en la Pontificia Universidad Católica de Chile, cuenta con más de 23 años de trayectoria profesional, destacando su rol como gerente general de las empresas Eletrans.

Carlos Finat Díaz es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, cuenta con más de 40 años de trayectoria profesional, desempeñando roles gerenciales y directivos principalmente en la industria de energía, fue Director Ejecutivo de ACERA A.G. y Director Ejecutivo del CDEC-SING.

De esta forma, el Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional quedará conformado por don Juan Carlos Olmedo, como Presidente; la consejera Bernardita Espinoza, y los consejeros Carlos Finat, Jaime Peralta y Humberto Espejo.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) de Guatemala está avanzando a paso firme en la autorización de generadores renovables, con importantes anuncios en el horizonte.

Claudia Marcela Peláez, directora de la CNEE, señaló en una entrevista exclusiva para Energía Estratégica que este año ya se han otorgado permisos para la conexión de 18 nuevos Generadores Distribuidos Renovables, que en conjunto suman 69 MW de capacidad instalada.

«Actualmente, tenemos en proceso 30 solicitudes nuevas por un total de 121 MW», añadió Peláez. Además, adelantó que la autorización de conexión para plantas de generación solar fotovoltaica mayores a 5 MW se encuentra en las fases finales de desarrollo, entendiendo que hay un gran interés de incorporar proyectos de escala.

Otra de las grandes tareas de la CNEE en curso es la preparación de las bases para la licitación PEG-5, que promete ser la más grande en la historia de Guatemala. La directora de la CNEE aseguró que «Actualmente se trabaja para cumplir la meta de emitir los Términos de Referencia en el mes de octubre». Y, aunque señaló que lograrlo dependerá también de varias actividades en desarrollo que involucran a las Distribuidoras, se vienen cumpliendo los cronogramas hasta la fecha, por lo que declaró «considero que pronto la CNEE estará haciendo anuncios sobre el tema».

En cuanto al marco regulatorio, en el primer semestre del año, la CNEE aprobó las modificaciones a 12 Normas de Coordinación, habilitando así la regulación a nivel normativo, para que los sistemas de almacenamiento y el concepto de Generación Híbrida Autónoma (GHA) para centrales solares y eólicas pueda funcionar en el país.

Luego de la normativa de almacenamiento energético aprobada en mayo de este año, la CNEE está impulsando diversas modificaciones para adaptarse a las nuevas tecnologías del sector. Peláez mencionó que se está revisando la Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable (NTGDR), con el objetivo de simplificar los procesos de conexión y gestionar de manera eficiente los excedentes de energía generados por los auto productores. «Nos estamos asegurando de que estas tecnologías operen de manera segura, sin afectar la red de distribución», indicó.

Además, la CNEE trabaja en la actualización de normas de calidad y de instalaciones en transmisión y distribución, y en la emisión del primer código eléctrico nacional, el NTG 20202.

«Queremos que distintas instalaciones eléctricas transmitan confianza de seguridad a los usuarios, siendo también más eficientes», concluyó Claudia Marcela Peláez, directora de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), enfatizando el compromiso de la CNEE con la innovación y la mejora continua del sector energético en Guatemala.

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Continúan las repercusiones tras la revisión del anteproyecto de la Norma Oficial Mexicana NOM019-CRE-2024 para “Sistemas Fotovoltaicos – Módulos Fotovoltaicos, Inversores y Estructuras de Montaje – Requisitos de Seguridad y Métodos de Prueba”.

Ayer, comunicábamos que Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), destacó el trabajo realizado por el Grupo de Trabajo (GT), compuesto por 375 expertos, que se reunió desde el 6 de mayo hasta el 9 de septiembre de 2024. Este grupo tuvo como misión actualizar y dar mayor claridad a los lineamientos propuestos en el anteproyecto.

Entre ellos, Marco Antonio Guzmán Aguilar, presidente del Comité de Competencias de Energías Renovables y Eficiencia Energética de CONOCER y socio del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), resaltó que la coordinación del proceso fue ejemplar, mencionando la amplia participación de actores clave en la industria fotovoltaica. “La CRE convocó a representantes de diversos sectores: academia, asociaciones, proveedores, laboratorios, CFE, CENACE, entre otros”, señaló a Energía Estratégica.

Según Guzmán Aguilar, la revisión se centró en aspectos fundamentales como los inversores, los módulos fotovoltaicos y las estructuras de montaje, con especial atención en los requisitos de seguridad y los métodos de prueba. Este proceso exhaustivo, aseguró, dio lugar a un documento que será pronto sometido a la opinión pública:

“El objetivo es recabar las propuestas y comentarios de la industria y otros interesados para fortalecer el documento final”, indicó. Con esto, se pretende que la norma garantice la calidad de los materiales y equipos utilizados en la infraestructura fotovoltaica, lo que contribuiría a evitar problemas como incendios o desprendimiento de arreglos.

Además, Guzmán expresó que la norma pondrá un énfasis especial en la necesidad de contar con personal calificado para la instalación de estos sistemas, ya que, a su juicio, “de nada sirve tener equipos de alta gama si las personas encargadas de la instalación no cuentan con los conocimientos necesarios para hacerlo correctamente”.

Por su parte, Diana Díaz, ingeniera de desarrollo de productos en K2 Systems GmbH y miembro del CPEF, quien también mantuvo una participación activa en el GT, opinó que la NOM019-CRE-2024 representará un avance crucial para la profesionalización del sector solar en México. Aseguró que la norma no solo garantizará la calidad de las instalaciones, sino que también beneficiará a los usuarios finales.

Díaz, coincidió con Guzmán Aguilar en asegurar que el proceso de trabajo en el anteproyecto fue altamente inclusivo, lo que permitió recoger las aportaciones de diversas instituciones, universidades, empresas y organismos reguladores. “Se discutieron y analizaron todos los comentarios recibidos, y se aprobaron o rechazaron en base a propuestas más sólidas”, puntualizó.

Con este nuevo paso, México busca avanzar hacia la consolidación de una normativa que no solo eleve los estándares de seguridad y calidad en la industria solar fotovoltaica, sino que también impulse su profesionalización y competitividad en el mercado.

La CRE finaliza la revisión de su anteproyecto para reforzar el marco normativo de sistemas fotovoltaicos

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El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, IPSE, sigue liderando esfuerzos para mejorar el acceso a la energía en las comunidades más apartadas de Colombia. Durante el 2024, el Instituto estructuró y presentó 19 proyectos a través del mecanismo de Obras por Impuestos, los cuales permitirán que 4.720 hogares en las Zonas No Interconectadas (ZNI) tengan acceso a energía renovable por primera vez.

Estos proyectos, impulsados en esta importante estrategia de financiación, además de brindar el acceso a la energía, fortalecerá el desarrollo económico y social de las comunidades, implementando soluciones individuales fotovoltaicas en Riohacha, Maicao (La Guajira); Chaparral (Tolima); San Diego, Curumaní (Cesar); San Miguel, Puerto Asís, Valle del Guamez (Putumayo); Cravo Norte (Arauca); Chámeza, Hato Corozal, Támara, Paz de Ariporo, Monterrey (Casanare); Mercaderes, Santa Rosa (Cauca); El Zulia (Norte de Santander); Mallama (Nariño); Tierra Alta (Córdoba).

“Con estos 19 proyectos, estamos cerrando una brecha histórica en las Zonas No Interconectadas, llevando energía limpia y renovable a comunidades que nunca habían tenido acceso a ella. A través del mecanismo de Obras por Impuestos, no solo garantizamos un servicio público esencial, también fortalecemos el tejido social, permitiendo que estas zonas se integren al progreso del país de manera sostenible”, aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

La implementación de estas iniciativas contará con una inversión con recursos privados superior a los 166 mil millones de pesos. El IPSE continúa trabajando de la mano con el sector privado, gobiernos locales y las propias comunidades para garantizar que estas iniciativas sean un pilar en la construcción de un país más equitativo y justo.

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Solis (Ginlong Technologies), líder mundial en soluciones de inversores fotovoltaicos, ha alcanzado un hito histórico al superar los 100GW en envíos acumulados a nivel global. Durante el primer semestre de 2024, la compañía envió 13.3GW de inversores, un 5% más que en el mismo período del año anterior, consolidando su posición como número uno en envíos de inversores residenciales y el tercer mayor fabricante de inversores solares a nivel mundial, según el informe de Wood Mackenzie.

Este logro demuestra el firme compromiso de Solis con la transición hacia un futuro energético limpio y sostenible, al tiempo que consolida su liderazgo en la generación distribuida. Los inversores de Solis están diseñados para optimizar el rendimiento de los sistemas solares fotovoltaicos, mejorando la eficiencia y confiabilidad tanto en aplicaciones residenciales como comerciales​.

Expansión en México y América Latina                    

En México, Solis ha tenido un crecimiento notable, suministrando 1.5GW de inversores para generación distribuida, lo que representa casi el 50% del mercado mexicano, que actualmente totaliza 3.3GW. Este resultado subraya la importancia de México como uno de los principales mercados de Solis en América Latina, donde la empresa ofrece productos adaptados a las necesidades locales, con rigurosos controles de calidad y soporte técnico continuo​.

Además, la infraestructura de servicio local de Solis en México ha sido clave para su éxito. La compañía proporciona soporte postventa eficiente, incluyendo ingenieros de servicio en el país, chatbots avanzados y procesos ágiles para el reemplazo de equipos defectuosos a través de distribuidores locales, garantizando una experiencia fluida para los clientes​.

Innovaciones en tecnología fotovoltaica

Solis sigue innovando con productos que ofrecen soluciones avanzadas para el mercado residencial y comercial. Este año, la compañía ha lanzado nuevos inversores, como el modelo S6-GR1P(2.5-6)K-S, diseñado para ser compatible con módulos bifaciales y de alta eficiencia, con una corriente máxima de entrada por cadena de 16A. Entre otras innovaciones, también se presentó el inversor híbrido S6-EH3P(29.9-50)K-H, ideal para aplicaciones comerciales con almacenamiento trifásico de alto voltaje​.

En América Latina, Solis ha ampliado su cartera de productos con la introducción de inversores residenciales como los modelos S5-GC20K-LV y S6-GR1P10K, todos diseñados para maximizar la eficiencia energética y garantizar un rendimiento confiable en proyectos de diferentes escalas.

Compromiso con el medio ambiente

Con más de 100GW de inversores enviados a nivel global, Solis refuerza su compromiso con la sostenibilidad y el medio ambiente, ofreciendo soluciones tecnológicas que permiten la integración de energía limpia y renovable en diferentes mercados alrededor del mundo. Estos esfuerzos no solo contribuyen a la reducción de emisiones de carbono, sino que también impulsan la adopción de la energía solar fotovoltaica a nivel global​.

Acerca de Solis

Establecida en 2005, Solis (Ginlong Technologies) (Código bursatíl: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores de cadena fotovoltaicos. Bajo la marca Solis, la cartera de la compañía emplea tecnología innovadora de inversores de cadena para ofrecer una fiabilidad de primera clase, validada por las certificaciones internacionales más rigurosas.

Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D y fabricación de clase mundial, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando servicio y soporte a sus clientes con un equipo de expertos locales.

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El súper tifón Yagi tocó tierra recientemente en la costa de Wenchang, en la provincia de Hainan, con una velocidad de viento que superó los 245 km/h (68 m/s), causando un gran impacto regional. A pesar de estar ubicado a solo 50 kilómetros del punto de aterrizaje del tifón, el proyecto de energía fotovoltaica pesquera de Longhu en Ding’an, Hainan, permanece estable y seguro tras la tormenta.

El proyecto, que utiliza el sistema de montaje flexible de DAS Solar, ha demostrado la fiabilidad y durabilidad del sistema bajo condiciones climáticas extremas, estableciendo un nuevo referente de calidad en la industria.

Este proyecto de 70 MW, que cubre aproximadamente 1.000 acres, se conectó a la red en enero de 2023. Es el primer proyecto fotovoltaico pesquero en Hainan en adoptar este sistema de montaje flexible y ya ha superado varias pruebas climáticas extremas, incluyendo los tifones Talim y Koinu, con vientos que superaron el nivel 12.

El proyecto sigue operando sin problemas y proporcionando una producción de energía constante, contribuyendo al desarrollo de la energía verde en la región.

El rendimiento excepcional durante el tifón Yagi es el resultado de la investigación y la innovación de DAS Solar en tecnología de montaje flexible. Este sistema reemplaza los soportes tubulares tradicionales por cables de acero pretensados, mejorando significativamente la resistencia al viento y asegurando el funcionamiento estable a largo plazo de la planta.

El sistema de montaje flexible de DAS Solar ha superado pruebas rigurosas en túneles de viento, confirmando su resistencia y durabilidad bajo condiciones extremas. Además, el proyecto integra conceptos avanzados de energía fotovoltaica pesquera, promoviendo un uso eficiente de la tierra y el desarrollo sostenible en Hainan.

A medida que el cambio climático global se intensifica, la estabilidad y fiabilidad de los productos fotovoltaicos se han vuelto clave para optimizar la resiliencia y la vida útil de los sistemas solares. Este éxito ofrece nuevas perspectivas para la industria fotovoltaica global.

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, brindará una nueva propuesta virtual el próximo jueves 26 septiembre que reunirá a grandes empresas del sector.

Se trata de Brazil Future Energy Virtual Summit, evento online de gran relevancia donde se analizarán los avances tecnológicos, oportunidades, tendencias y proyecciones del mercado fotovoltaico más grande de la región. 

La jornada se llevará adelante desde las 10 horas de Brasilia (8hs Bogotá / 15hs Madrid) y se transmitirá en vivo en los canales de YouTube y LinkedIn de FES; en tanto que la inscripción es totalmente abierta y gratuita a través del siguiente botón: 

REGISTRO GRATUITO

Brazil Future Energy Virtual Summit contará con la participación de compañías líderes del sector solar como JA Solar, Huawei Digital Power, Trina Solar, AE Solar, Risen y Solis. 

Referentes de estas firmas disertarán a lo largo de dos paneles paneles de debate para analizar oportunidades de negocios en el mercado fotovoltaico de Brasil: 

Victor Soares – LATAM Technical Manager – JA Solar
Rafael Feijó – Solution Manager – Huawei Digital Power
Daniel Pansarella – Country Manager Brazil – Trina Solar
Ramón Nuche – Director LATAM – AESolar
Ricardo Marchezini – Country Manager – Risen
Denis Ribeiro Cola –  Pre-Sales Engineer – Solis

REGISTRO GRATUITO

El evento llega en un momento crucial para Brasil, considerando ya suma 30,85 GW instalados en generación distribuida y 14,87 GW en proyectos de generación centralizada; a la vez que se esperan nuevos récords de potencia renovable para los próximos años entre parques solares y eólicos.

Además, el gobierno acaba de lanzar su Política Nacional de Transición Energética (PNTE), que contará con dos instrumentos centrales con foco en la creación de una ley específica que permitan atraer alrededor de dos millones de reales en nuevos proyectos, según estimaciones del Ministerio de Minas y Energía, y que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

Y cabe recordar que el nuevo PAC destinará más de R$ 4.700.000.000 para el avance de 45 proyectos fotovoltaicos y 29 líneas de transmisión que sumarán 8955 kilómetros al sistema, siendo 15 internas propias del estado de Minas Gerais y otras 14 que también pasan por los estados de São Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Bahía. 

Por lo que estos temas y muchos más se debatirán durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, que se transmitirá en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que será un espacio de diálogo valioso sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región. 

Para participar, regístrese de manera a través del siguiente enlace: Inscripción abierta y gratuita

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En el marco de la Sexta Reunión del Comité Regional de la International Solar Alliance (ISA) para América Latina y el Caribe, celebrada en Santo Domingo, el ministro de Energía y Minas de la República Dominicana, Joel Santos Echavarría, anticipó que duplicarán la capacidad instalada de energía renovable en el país en los próximos años.

El ministro Santos Echavarría destacó que actualmente se encuentran en construcción y en proceso de permisología 27 proyectos de energías renovables por un total de 1,567 MW. Estos se sumarán a los 1,229 MW ya en operación en el sistema energético nacional.

«Estos esfuerzos son fundamentales para alcanzar nuestro ambicioso objetivo de cubrir el 25% de la demanda energética nacional con fuentes renovables para 2025», aseguró el ministro en su cuenta en la red social X.

Colaboración regional para la transición energética

La International Solar Alliance (ISA) está jugado un papel clave en la promoción de la energía solar en América Latina y el Caribe, colaborando estrechamente con gobiernos, el sector privado y la sociedad civil. En este sentido, el ministro dominicano reiteró la importancia de seguir trabajando en conjunto para acelerar la transición energética.

“Es una satisfacción para el Gobierno que encabeza el presidente Luis Abinader darles la más cálida bienvenida a la República Dominicana, un país que se honra de ser anfitrión de esta importante reunión (…) Continuaremos trabajando de la mano con nuestros países hermanos de América Latina y el Caribe para unidos seguir fortaleciendo la energía limpia en nuestra región”, expresó Santos Echavarría.

Y desde el ministerio completaron: “Este enfoque colaborativo es clave para desbloquear el potencial solar de la región”.

El encuentro de la ISA, que se realiza este 10 y el 11 de septiembre, no solo es un espacio para el intercambio de ideas y experiencias entre los países de la región, sino también una plataforma para que la República Dominicana muestre sus avances en materia de energía renovable, principalmente en solar fotovoltaica.

El objetivo de largo plazo es que el 30% de la energía generada en el país provenga de fuentes renovables para el 2030. Para ello, el gobierno ha venido implementado un robusto marco legal con incentivos que buscan atraer inversiones en proyectos de energía limpia y reducir la dependencia de los combustibles fósiles importados.

“En la República Dominicana reconocemos que la energía renovable es esencial para el desarrollo sostenible”, afirmó Santos Echavarría.

Pero aquello no sería todo. Uno de los principales desafíos que enfrenta la República Dominicana en este proceso es la integración de la energía renovable en las horas pico, por lo que el ministro planteó que se requiere infraestructura adicional.

“La realidad es que, para poder integrar la energía renovable en las horas pico, necesitaremos baterías”, reconoció el ministro, señalando la necesidad de inversiones adicionales en tecnología de almacenamiento de energía.

ISA contribuye al desarrollo de energía solar con nuevos programas y apoyo normativo

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La propuesta de tarifa para usuarios autoproductores de energía en Honduras ha generado un amplio debate entre más de 30 usuarios de 16 instituciones que participaron en el proceso de consulta pública de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Este esquema, que busca regular el aporte de los autoproductores al sistema eléctrico nacional, ha sido considerado un avance positivo hacia la promoción de fuentes renovables de energía. No obstante, los participantes identificaron áreas de mejora clave para maximizar su impacto y viabilidad a largo plazo.

Una de las preocupaciones recurrentes fue la limitación en el tipo de tecnología incluida en la propuesta. Actualmente, la tarifa solo aplica para usuarios con instalaciones solares fotovoltaicas. Un participante señaló que “esta tarifa solo será aplicable para quienes tienen instalaciones fotovoltaicas. ¿Al haber otra tecnología de autoproducción se propondrá otra tarifa?”, lo que plantea la necesidad de ampliar el esquema a otras fuentes de energía renovable. Esta diversificación podría aumentar la adopción de tecnologías sostenibles, favoreciendo la estabilidad del sistema eléctrico al integrar diversas fuentes.

Otra propuesta importante se enfocó en la revisión periódica de las tarifas. Varios participantes sugirieron que se implemente un mecanismo de ajuste anual, que considere distintas variables como los avances tecnológicos. Uno de los comentarios destacados mencionaba: “Un proceso de revisión anual que considere factores como la evolución de la tecnología de medición y la capacidad de generación de los usuarios autoproductores aseguraría que la tarifa se mantenga competitiva y justa”.

El tema de los incentivos también fue ampliamente debatido. Aunque la propuesta actual incluye algunos beneficios, se sugirió ampliar las recompensas para aquellos autoproductores que inyecten más energía de la requerida a la red. Según varios usuarios, la tarifa debería ofrecer incentivos adicionales, especialmente en horas pico, cuando la demanda es mayor. “Ofrecer precios más altos para la energía que inyectan los autoproductores en horas pico aliviaría la demanda en la red”, expresó uno de los participantes, subrayando la importancia de ajustar los incentivos según el momento del día.

Un punto de interés adicional fue la falta de claridad sobre los medidores bidireccionales, dispositivos que permiten registrar tanto la energía consumida como la inyectada a la red. Algunos usuarios expresaron su inquietud sobre las características y requisitos técnicos y otros sobre los costos asociados a los mismos. Un comentario destacado cuestionó: “¿Se les cobrará el medidor cada mes a cada autoproductor conectado en media tensión? Debiera ser la cuota que permite la recuperación de esa inversión durante la vida útil del medidor, que ya la tarifa permite recuperar a la distribuidora. Adicionalmente, considerar ¿Por qué a los Autoproductores en baja tensión se les cobrará menos si también deben tener medición bidireccional?”.

De hecho, algunos usuarios ya cuentan con estos equipos instalados y advierten que por cómo está planteada la propuesta de tarifa, deberán pagar igual un costo fijo por su medidor ya adquirido: “Varios productores ya contamos con contador bidireccional por lo que no debería de haber costo por contador y casi todos los contadores instalados en el 2018 son bidireccionales por eso pienso no debería haber costo fijo por contador”.

También se propuso unificar los trámites en línea, lo que simplificaría la actualización de datos para los usuarios autoproductores, llegándose a recomendar que se implemente un mecanismo para la recopilación de datos eficiente y expedito.

Vinculado al tema datos, entendiendo que se implementará el sistema CALCUTA para el cálculo de tarifas provisionales de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), se postuló la idea de permitir que los interesados revisen el sistema antes de la aprobación, aseguraría que las variables utilizadas son justas y precisas, fortaleciendo la confianza en el proceso.

“Es imperativo que los interesados tengan acceso anticipado al sistema CALCUTA para asegurar que los datos reflejan de manera fidedigna las realidades operativas y financieras”, mencionó un participante, haciendo eco de la importancia de la transparencia en este proceso.

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México busca avanzar hacia una actualización de su marco normativo en materia de energía solar fotovoltaica. Este esfuerzo, liderado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), busca establecer reglas claras y actualizadas, por lo que ha trabajado junto con la iniciativa privada para revisar las normativas vigentes y adaptarlas a los avances tecnológicos y las necesidades del mercado actual.

Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la CRE, compartió detalles del progreso de este proyecto mediante una publicación en LinkedIn, donde subrayó la importancia del trabajo realizado hasta ahora. «El día lunes firmamos el resultado de la revisión del anteproyecto de trabajos del grupo de Sistemas Fotovoltaicos, rumbo a la primera NORMA OFICIAL MEXICANA de Sistemas Fotovoltaicos», señaló.

Este proceso, que comenzó el 6 de mayo de 2024, ha contado con la participación activa de un Grupo de Trabajo (GT) que inició con 73 expertos y culminó con 135, reflejando un crecimiento en el número de colaboradores. Asimismo, el número de organizaciones y asociaciones involucradas pasó de 22 a 35, demostrando el interés creciente en contribuir a la creación de un marco regulatorio que promueva la energía fotovoltaica en el país.

«Se logró un ambiente regulatorio variado e incluyente», destacó el comisionado, quien hizo hincapié en que todos los comentarios de los miembros del GT, 375 en total, fueron atendidos. Además, señaló que el anteproyecto incluye referencias a normas internacionales, como las del IEEE, IEC, UL y ASTM, lo que garantiza que los estándares regulatorios estén alineados con las mejores prácticas a nivel global.

Profesionales del sector valoran como positiva esta iniciativa. De acuerdo con Aldo Díaz Nuño, presidente Nacional del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), este esfuerzo colaborativo marca un hito en el desarrollo de la generación distribuida en México.

En declaraciones exclusivas para Energía Estratégica, Aldo Díaz Nuño destacó que esta actualización normativa es esencial para mantener el ritmo de crecimiento que ha tenido el sector en los últimos años. «El camino que se está siguiendo para lograr una norma oficial mexicana en materia de generación distribuida es un gran paso y un gran desarrollo», afirmó.

La energía fotovoltaica distribuida ha experimentado un crecimiento del 55% a nivel nacional, consolidándose como uno de los sectores más dinámicos del país. Según Díaz Nuño, esta rápida expansión requiere un respaldo normativo que ofrezca seguridad y certeza tanto a los desarrolladores como a los usuarios finales. “Es una industria que está creciendo mucho en México y necesita también un respaldo que tiene que ver con certeza y seguridad”, subrayó.

En este sentido, el presidente del CPEF indicó que el trabajo conjunto con organismos técnicos normativos a nivel federal y estatal es fundamental para asegurar que la normativa sea aplicable en todo el país y que refleje las necesidades de cada región. Además, señaló la importancia de otras actualizaciones normativas, como las normas 01586.02 y 1181.1, que empatan junto con el crecimiento de los certificados de CONOCER, ayudando a mejorar la certeza comercial y técnica en el sector.

Díaz Nuño también destacó que, junto con la actualización normativa, desde la iniciativa privada están tomando otras medidas importantes para mejorar la confiabilidad de la industria. Una de estas iniciativas es el lanzamiento de la licencia de vendedor fotovoltaico, que será implementada en colaboración con los principales estados del país. “Desde CPEF también estamos trabajando junto con los principales Estados en el lanzamiento de la licencia de vendedor fotovoltaico”, explicó.

Esta licencia será un complemento esencial para la normativa, ya que permitirá establecer estándares más altos tanto en la parte técnica como en la comercial. El objetivo es garantizar que los vendedores de sistemas fotovoltaicos cumplan con los requisitos necesarios para ofrecer productos y servicios de calidad, asegurando así la confianza de los consumidores y el crecimiento sostenido de la industria.

Siguientes pasos hacia la consulta pública

Ya terminada la revisión en el Grupo de Trabajo, el Anteproyecto se irá al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico (CCNNE) y, según comunicó el comisionado Jiménez, será presentado además ante el Órgano de Gobierno de la CRE para su aprobación como proyecto de consulta pública, en donde podrá ser evaluado por el público y los actores interesados en el sector energético. Este proceso de consulta permitirá afinar los detalles de la normativa antes de su implementación final, de acuerdo con la Ley de Infraestructura de la Calidad y otras.

Incertidumbre sobre el futuro del marco regulatorio

A pesar de los avances, algunos actores del sector energético han expresado sus dudas sobre el futuro de esta propuesta normativa en comentarios de la publicación del comisionado, especialmente ante los posibles cambios estructurales que podría enfrentar el organismo regulador.

Con la posibilidad de que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) sea absorbida por la Secretaría de Energía (SENER) en el corto plazo, se abre una interrogante sobre si estos esfuerzos normativos podrán continuar su curso de manera efectiva. La incertidumbre en torno al futuro de la CRE y la reconfiguración de las competencias regulatorias dentro del gobierno generan preocupación entre los profesionales del sector, quienes temen que estos cambios puedan frenar el avance de las iniciativas actuales.

Mientras algunos consideran que los esfuerzos hasta ahora son valiosos y necesarios, persiste la duda sobre si la futura estructura regulatoria será capaz de implementar y dar seguimiento a las normativas en proceso.

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Este año el fenómeno de El Niño ha dejado claro la necesidad de robustecer el sistema eléctrico y de diversificar la matriz hacia fuentes más limpias de energía en Colombia.

Tal como explica el último reporte de la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés), durante ese período, los embalses del país alcanzaron mínimos históricos del 30% en abril y la demanda eléctrica nacional creció más del 8% en marzo de 2024, respecto al año anterior. 

Para mitigar esto, el gobierno colombiano emitió una resolución que exige la máxima utilización de energía renovable variable (VRE) y eliminó las sanciones por desviaciones de los objetivos de energía para tales generadores. Además, detuvo las exportaciones de electricidad a Ecuador por lo que este se vio obligado a iniciar el racionamiento eléctrico.

En este contexto, al iniciar la crisis desatada por este evento climático, KLIK ENERGY, primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía, contó con una disponibilidad de 3,5GWh/día para suministrar al país, a través del programa de DDV (Demanda Desconectable Voluntaria), lo que representó el consumo diario de 350.000 hogares. 

Además, con su campaña “Cada Klik cuenta para la cuenta”, que ha impactado a más de 1,2 millones de personas, la empresa buscó incentivar las buenas prácticas de consumo energético tanto en los grandes consumidores de energía como en los usuarios en general, reafirmando su compromiso con la confiabilidad del sistema energético colombiano. 

Tras su importante labor como comercializador de energía en esta época crítica,  Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, revela a Energía Estratégica los grandes pendientes que debe resolver el país para hacerle frente a los picos de demanda esperados en los próximos periodos de estiaje.

“Algunas de las lecciones aprendidas tras el fenómeno de El Niño son la necesidad de: fortalecer los sistemas de alerta temprana; diversificar la matriz energética; optimizar la gestión de los embalses preventivos e implementar mecanismos de respuesta a la demanda”, explica.

Y agrega: “A través de empresas como Klik y el uso de la tecnología, podemos ahorrar energía permanentemente en Colombia para garantizar el abastecimiento de energía en el país y, a su vez, que los usuarios obtengan ingresos bajo el programa de Respuesta de Demanda (RD)”.

En efecto, Quintana considera fundamental la reactivación del Mecanismo RD de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que se asemeja a la fase II del mecanismo transitorio. 

“Este mecanismo logró exitosamente gestionar la demanda energética durante el fenómeno de El Niño, garantizando la estabilidad y suficiencia energética del país. Durante esa etapa, Klik Energy fue uno de los principales agregadores de energía, contribuyendo con el 14% del total de la energía, equivalente al consumo de 400,000 hogares colombianos”, señala.

Según el experto, esta normativa es importante para el país ya que permitirá un mayor impulso a la adopción de energías renovables al tiempo que resuelve la intermitencia y variabilidad de este tipo de tecnologías.

Grandes retos del sector eléctrico colombiano

Para lograr la diversificación de la matriz hacia fuentes más limpias, el ejecutivo señala que el país no está exento de grandes desafíos.

“El sector energético colombiano se ha caracterizado por ser tradicional. Dentro de los grandes retos que presenta este sector está el seguir desarrollando y actualizar la normativa que facilite la inversión y operación en el sector energético, garantizando al mismo tiempo la sostenibilidad y la protección del medio ambiente a través de programas como el Demanda Desconectable Voluntaria (DDV)”. 

A su vez, Quintana sugiere la adopción de nuevas tecnologías como el almacenamiento de energía y las redes inteligentes ya que estas contribuyen a garantizar la confiabilidad del suministro eléctrico.

 Por otro lado, propone la implementación de soluciones digitales para mejorar la gestión y operación del sistema energético y facilitar la toma de decisiones informadas ante problemas que puedan poner bajo amenaza la energía de Colombia. 

Y concluye: “Por último, desde Klik Energy consideramos sumamente relevante el trabajo continuo y colaborativo que debe tener el sector público y privado para que se desarrollen más procesos innovadores que nos permita seguir robusteciendo esta industria”. 

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Las altas temperaturas de verano en Ecuador y fenómenos climáticos como El Niño generan una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por parte de los usuarios para hacer frente a las olas de calor.

Ante esta situación que se repite año a año, crece el apetito por invertir en energías renovables para garantizar el suministro eléctrico a nivel nacional y reemplazar a las hidroeléctricas, principal fuente energética del país.

Bajo esta premisa, el ingeniero y docente investigador Alexander Mero, analiza la coyuntura del país y llama a que el Gobierno genere un marco regulatorio claro y transparente a largo plazo con una planificación adecuada para robustecer el sistema eléctrico nacional

“Lamentablemente, la generación eléctrica en el país ha dependido en un 78% de la energía hidráulica, sin una preparación adecuada para las épocas de estiaje. Este enfoque ha dejado al país vulnerable a las variaciones climáticas y ha expuesto la necesidad de diversificar la matriz energética”, explica. 

Y agrega: “La llegada de la barcaza turca para suplir la demanda energética representa una solución temporal que ayuda a cubrir el déficit energético de manera rápida pero tiene implicaciones ambientales y económicas que deben ser cuidadosamente evaluadas. Si queremos evitar estas consecuencias, es crucial que el país invierta en infraestructura eléctrica sostenible y en fuentes de energía renovable para asegurar un suministro energético confiable a largo plazo”.

En este sentido, Mero asegura que Ecuador necesita políticas consistentes y de largo aliento para impulsar el desarrollo de energías renovables. 

De acuerdo al especialista, las políticas actuales, aunque están bien intencionadas, a menudo sufren retrasos debido a cambios gubernamentales y dependencia del sector privado. 

“Ejemplos de avance son: la normativa de la ISO 50001 para grandes clientes, que exige que estén acreditados para el 2025 y la Ley de Eficiencia Energética, que establece un marco para promover proyectos que transformen la matriz energética. Sin embargo, se necesitan más políticas que ofrezcan incentivos fiscales, subsidios y apoyo técnico para proyectos de energía renovable”, insiste. 

Además, afirma que es vital fomentar la investigación y el desarrollo en este campo, involucrando tanto a universidades como al sector privado para crear un ecosistema de innovación energética.

Según el investigador, el incremento de la demanda energética y la falta de estudios adecuados para crear iniciativas que reduzcan la dependencia de la generación hidráulica evidencian la necesidad de diversificar la matriz energética del país. Para ello, es esencial que Ecuador invierta en nuevas tecnologías y proyectos de energía renovable que aseguren un suministro energético sostenible y confiable. 

“Como profesionales en el campo de la energía, tenemos la responsabilidad de fomentar la investigación y el desarrollo de nuevas tecnologías, así como de educar a las nuevas generaciones para que adopten un enfoque innovador y sostenible. Solo a través de un esfuerzo conjunto podremos minimizar el impacto ambiental y asegurar un futuro energético más limpio y seguro para el país”, concluye.

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El gobierno de Argentina designó oficialmente al ex CEO de YPF, Daniel González, como nuevo secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, quien se sumará al gabinete de Luis Caputo en el Ministerio de Economía. 

La designación se debe a una decisión del titular de Palacio de Hacienda con el objetivo de tener mayor influencia en las decisiones y políticas energéticas que se tomen a nivel país. 

“González es mano derecha de Caputo y llegó al gobierno para manejar y ordenar algunos temas y desórdenes de la Secretaría de Energía y la Sec. de Minería, a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo y Luis Enrique Lucero, respectivamente”, afirmaron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

“Ya trabajaba bajo el ala del Ministerio de Economía desde hace semanas y sólo faltaba la designación formal. Por lo que ahora que tiene el cargo formal, seguramente tome decisiones oficiales”, explicaron.

Es decir que el nuevo funcionario tendrá la misma jerarquía que la actual Secretaría de Energía y podría incidir en las medidas a futuro, considerando algunas internas en medio de la reforma del mercado eléctrico y los cambios regulatorios correspondientes que propone el Poder Ejecutivo. 

Entre esas modificaciones están aquellas plasmadas en la ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, por la cual aprobó la declaración de la emergencia energética, la privatización total de Energía Argentina (ENARSA) y las reformas a Leyes N° 15.336 y 24.065 con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

Con ello el Poder Ejecutivo pretende “adecuar” las tarifas del sistema energético para que éstas reflejen el costo real del suministro y propender a la explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con las distribuidoras actuando como agentes de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al MEM y al Fisco. 

Incluso, González conformará el Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), creado el pasado martes 3 de septiembre a través de la Resolución 814/2024, con el fin de aceptar o rechazar las propuestas que se presenten. 

De ese modo, el ex CEO de YPF se sumará a los titulares de la Secretaría de Planeamiento Estratégico Normativo de la Presidencia de la Nación y de las Sec. de Producción, Infraestructura, Finanzas, Hacienda y Legal y Administrativa, del Ministerio de Economía. Mientras que Rodríguez Chirillo quedó fuera de la nómina, a pesar de la importancia que podría tener el RIGI en el desarrollo de nuevas líneas de transporte eléctrico, proyectos de generación renovable o de producción de hidrógeno verde. 

“Posiblemente se vengan etapas de cambios y nuevas definiciones en el sector”, auguraron fuentes cercanas a este portal de noticias. 

Aunque cabe recordar que la gestión presidencial de Alberto Fernández contó con una entidad encargada de organizar subsecretarías de Energía y ministerios de gobierno con respecto a la política implementada en la Secretaría de Energía pero que no continuó una vez arribó el gobierno de Javier Milei: la Subsecretaría de Coordinación Institucional de Energía, que estuvo a cargo de Guillermo Usandivaras entre julio 2021 y noviembre 2022, y María Florencia Álvarez Travieso desde noviembre 2022 a diciembre 2023. 

Historial de Daniel González

Es un especialista formado en el Cardenal Newman – del mismo modo que Luis Caputo – y Licenciado en Administración de Empresas en la Universidad Católica Argentina (UCA). Ingresó a YPF en 2012 tras la nacionalización de la compañía y se desempeñó en distintas posiciones, entre ellas como Chief Financial Officer (CFO – director financiero) y actuó luego como CEO interino. 

Pero antes de su paso por la petrolera, trabajó en el banco Merrill Lynch/Bank of America en Buenos Aires y Nueva York. Y posteriormente hizo lo propio como director ejecutivo del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA).

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La firma brasileña Orizon Valorização de Resíduos ha adjudicado al grupo Sener los servicios de ingeniería de la propiedad de la primera planta de valorización energética de residuos de Latinoamérica. La planta URE Barueri supondrá un innovador proyecto de economía circular, pionero en la región.

La construcción tendrá lugar en la ciudad de Barueri, en el estado brasileño de São Paulo. La URE Barueri procesará aproximadamente 300.000 toneladas anuales de residuos sólidos, evitando el envío a vertedero de los desechos de cerca de 850.000 habitantes de la zona. De este modo, transformará estos residuos en suficiente energía limpia como para satisfacer las necesidades energéticas de 320.000 personas.

La planta, diseñada para procesar 870 toneladas de residuos al día y estar operativa casi 340 días al año, contará con un avanzado sistema de tratamiento de gases de última generación para cumplir los más estrictos requisitos de emisiones. Además, la turbina, de 20 MW de potencia, producirá energía de forma predecible y estable, contribuyendo a la estabilidad de la red.

Según Adilea Quaresma, Country Manager de Sener en Brasil, “iniciativas como la URE Barueri son necesarias para avanzar hacia un modelo económico más sostenible, basado en modelos de consumo y producción responsables. La gestión de residuos es clave para mitigar su impacto climático, pero, además, la tecnología permite revalorizarlos para emplearlos como una fuente energética limpia”. Y concluye: “agradecemos a Orizon la confianza depositada en nosotros para hacer realidad un proyecto del que nos sentimos orgullosos de formar parte y que se suma a los realizados por Sener en Brasil, como como GNA-I, GNA-II y tantos otros”.

Los proyectos de valorización energética, muy adoptados en países asiáticos y europeos, donde ya no existen áreas para vertederos, han comenzado a ganar terreno en América Latina. “Somos precursores en la implementación de la solución, lo que nos permite estar aún más preparados para las próximas oportunidades en el sector”, considera Milton Pilão, CEO del Grupo Orizon.

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“El nacimiento de Strategic Energy Corp marca un hito en nuestra expansión, permitiéndonos consolidar proyectos actuales y lanzar nuevas iniciativas globales», afirmó Gastón Fenés, CEO y fundador de SEC.

“Ambas compañías han sido referentes en sus campos y, gracias a esta fusión, multiplicaremos nuestro alcance de audiencia, lo que potenciará el posicionamiento de nuestros partners”, celebra Fenés.

Con la fusión, SEC supera más de 50.000 usuarios únicos que se informan diariamente a través de sus portales de noticias, 200.000 seguidores en LinkedIn; y amplía su base a 150.000 contactos clave de la industria de las energías limpias y la movilidad eléctrica en todo el mundo, lo que facilita el desarrollo de campañas de posicionamiento estratégicas y segmentadas de acuerdo a los intereses de nuestros aliados.

Cabe destacar que más de 500 empresarios y ejecutivos participan de manera presencial en cada uno de los eventos presenciales organizados por Future Energy Summit (FES), un proyecto insignia de la marca Energía Estratégica en alianza con Invest In Latam, que lleva a cabo una gira de networking con líderes del sector energético en países como Argentina, República Dominicana, México, España, Colombia y Chile. 

“FES es hoy la marca con más eventos sobre energías renovables en Latinoamérica y nos complace anunciar que en 2025 realizaremos nuestro primer evento presencial en la ciudad de Lima (Perú) reuniendo a los principales actores del mercado, sumando en total siete encuentros internacionales en la región», añadió Fenés.

La nueva empresa operará bajo el nombre de Strategic Energy Corp, pero mantendrá sus marcas principales con amplia trayectoria: Energía Estratégica, enfocada en energías renovables; Mobility Portal, especializado en movilidad eléctrica y sostenible; y Future Energy Summit, encargado de la organización de eventos presenciales y virtuales.

En este contexto, Fenes anuncia el lanzamiento de Strategic Energy Data, una plataforma inteligente que proporcionará información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y energías renovables en Latinoamérica.

Definición de Strategic Energy Corp

Strategic Energy Corp es un grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.

Nos enfocamos en ayudar a las empresas a posicionar su marca en mercados clave, conectando a los principales tomadores de decisión de la transición energética.

Contamos con portales de noticias internacionales, organizamos eventos presenciales y virtuales, y gestionamos el centro de datos con información estadística y regulatoria más actualizada de los sectores de energía y automoción.

Nuestro compromiso es acelerar la transición energética para un futuro más sostenible, respaldando a nuestros clientes con campañas de posicionamiento innovadoras y visión global.

Nuestras Unidades

Energía Estratégica Portal de noticias sobre energías renovables líder en Latinoamérica: www.energiaestrategica.com
Strategic Energy Europe Portal de noticias sobre energías renovables líder en Europa: www.energiaestrategica.es
Mobility Portal Latinoamérica Portal de noticias sobre movilidad eléctrica líder en Latinoamérica: www.mobilityportal.lat
Mobility Portal Europe Portal de noticias sobre movilidad eléctrica líder en Europa: www.mobilityportal.eu
Future Energy Summit Empresa de eventos presenciales y virtuales sobre energías renovables líder en Latinoamérica y Europa: www.futurenergysummit.com
Strategic Energy Data Plataforma inteligente con información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y energías renovables en Latinoamérica. (MPD)

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